O Brasil registrou, desde o fim da II Guerra Mundial até os primeiros anos 1970, uma média de crescimento acima de 7%. Houve uma época em que esse índice foi de 10%, com registro de até 14%. Em diversos anos, o crescimento do Brasil foi o maior do mundo. Mas de repente a história mudou: o país parou de crescer, ou passou a ter um crescimento pífio.

A década de 1980 é considerada como “perdida” e a de “1990” só não foi igual porque foi pior. O país que mais cresceu no mundo, por anos a fio, passou a ter um desenvolvimento contido, com índices de crescimento oscilantes entre 2% e 3% ao ano – menos da metade da sua média histórica. Sua economia que, em 1998, chegou a ser a oitava do mundo passou à décima quinta posição em 2003 e à décima segunda em 2004. Seu desempenho está longe de acompanhar o de outros países emergentes. Quatro deles eram vistos, desde o final do século XX, como os que marcariam o século XXI: Brasil, Rússia, Índia e China – o grupo chamado de BRIC. China, Índia e Rússia estão em desenvolvimento acelerado em contraste com o pífio crescimento brasileiro. Em relação a isso já circulam estudos sobre o RIC, deixando o Brasil de fora. O crescimento de nosso país não consegue acompanhar nem mesmo a média da América Latina. Não mais consegue encontrar a senda do desenvolvimento vigoroso.

Este é um problema crucial, e para seu entendimento não se pode contentar com apreciações superficiais, diagnósticos apressados ou busca de bodes-expiatórios, pois estamos sem crescer a índices respeitáveis como os que tivemos por anos em nossa história, há duas décadas e meia.
Mas, se é verdadeiro dizer que a economia brasileira como conjunto está semiestaganada há mais de duas décadas, o mesmo não é válido para o setor do petróleo e gás em nosso país. Nele, está havendo intenso desenvolvimento.

Para nos fixarmos em período computado a partir do aparecimento da Agência Nacional do Petróleo, nos sete anos entre 1998 e 2004 enquanto o conjunto da economia cresceu, ou claudicou, em 14,22%, o setor do petróleo cresceu 318%. Um desempenho excepcional.

A participação do setor do petróleo e gás no PIB brasileiro é acompanhada pela ANP desde 2002. Segundo dados anteriores, em 1955, pouco depois do surgimento da Petrobras, o setor participava com 0,24% do PIB, em valores referidos a preços de mercado e a preços de 2003. Nos anos 1960, o valor agregado médio pelo setor no PIB foi de 2,44% e de 2,79% nos anos 1970 – tudo computado a preços de mercado de 2003.

Depois dos dois choques de petróleo da década de 1970, a Petrobras deslocou investimentos para exploração e produção, E&P, e para o offshore (1). A participação do setor petrolífero no PIB, nos anos 1980, saltou para 4,2%, em média (2).

Na década de 1990, mais precisamente em 1997, a Lei 9478/97, chamada Lei do Petróleo, abriu as atividades de E&P a outras empresas, privadas ou estatais, nacionais ou estrangeiras, extinguiu o Departamento Nacional de Combustíveis e criou a Agência Nacional do Petróleo.

O acompanhamento da participação do setor no PIB passou a ser anual e considerou-se mais adequado como metodologia avaliar em preços básicos, deduzidos os impostos – o que resulta em índices levemente superiores. Por este método, os estudos feitos pela ANP indicam rápido crescimento do setor de óleo e gás. A contribuição das suas atividades à riqueza nacional mais que triplicou entre 1997 e 2005, passando de 2,7% para aproximadamente 11% . Em maio passado, o IBGE anunciou que o varejo de combustíveis passou a ser o maior do país, ultrapassando, pela primeira vez, os supermercados.

O elevado desempenho do setor petrolífero, contrastando com o contido desempenho do restante da economia, traz à tona duas questões. Primeira: esse setor não pode ser, nem tem como continuar sendo, uma ilha de prosperidade em meio ao limitado desenvolvimento do país. Segunda: o Estado brasileiro deve buscar meios de fazer com que o desenvolvimento excepcional desse setor alavanque, cada vez mais, o conjunto da economia brasileira.

O crescimento das reservas e da produção de petróleo e gás

A partir de 1998, contratos de concessão passaram a ser assinados entre as empresas petrolíferas e a ANP. Dentre outras obrigações, eles estabelecem os “programas exploratórios mínimos”. É o compromisso de investimento inicial das concessionárias e aquele que não investir nos prazos contratados com a ANP deve devolver os blocos arrematados.

Desde então, os investimentos em E&P aumentaram significativamente, sobretudo com a Petrobras passando a fazer grandes investimentos. A incorporação de novas reservas é a conseqüência mais visível dessa atividade.

Nos últimos dez anos, as reservas provadas de petróleo cresceram 89%, passando de 6,2 bilhões barris, em 1995, para 11,8 bilhões de barris em 2005. Já as reservas provadas de gás natural, no mesmo período, aumentaram 47%, ou o equivalente a 98,5 bilhões de m³. A queda observada no ano de 2005 decorreu de uma reavaliação do campo de Mexilhão, na Bacia de Santos.

A produção de petróleo, entre 1995 e 2005, mais que dobrou, passando de 252 milhões de barris por ano, para 596 milhões. Em 2006, com a entrada em operação da P-50, da Petrobras, no campo de Albacora Leste, o país alcançou a auto-suficiência, perseguida desde o movimento “o petróleo é nosso”, no início da década de 1950. E isto se fez sem prejuízo das reservas. Ao contrário, de 1995 a 2005, houve incorporação líquida de reservas, isto é, não só foram repostas as reservas exauridas, mas também foram adicionadas novas reservas. Assim, a recente conquista, resultado da expansão da produção, não se fez às expensas das reservas. Não foi predatória, portanto. A evolução das reservas indica uma melhoria da sustentabilidade da indústria brasileira de petróleo.

Quanto ao gás natural, entre 1995 e 2005, a produção mais que dobrou: cresceu 120%, passou de 8,1 bilhões m³ para 17,7 bilhões m³. A maior produção de gás também ocorre em campos marítimos. Contudo, comparada com a produção de petróleo bruto ela é distribuída melhor entre terra e mar. Além disso, nos últimos dez anos, a produção em terra cresceu bastante. Ainda quanto ao gás natural, é importante destacar a diminuição das perdas: há dez anos, metade do gás natural extraído da Bacia de Campos era queimada. Hoje, um quinto é perdido – certamente ainda é muito, mas mostra progresso significativo.

A perspectiva para o futuro próximo é promissora, pois entrarão em operação novos campos em mar produtores de gás natural: Golfinho no Espírito Santo, Manati na Bahia e Mexilhão na bacia de Santos. Em Campos, Espadarte, Roncador, Marlim Sul e Leste. Se não ocorrerem imprevistos, o país poderá dobrar a produção de gás nos próximos três a quatro anos e caminhar, também nesse terreno, para sua auto-suficiência.

Participações governamentais e distribuição de renda

A legislação brasileira que trata das compensações pela lavra de hidrocarbonetos é anterior à primeira descoberta de petróleo no país. O Código de Minas, publicado pelo Decreto-Lei 4.265, de 1921, e mantido pelo Decreto Lei 3.236, de 1941, estabelece tanto a cobrança de uma taxa na assinatura da autorização, quanto o recolhimento de tributo decorrente da lavra de recurso natural não renovável.

A Lei 9.478, de 1997, criou mecanismos novos que permitiram ao Estado, primeiro, apropriar-se de parcela bem maior da renda gerada e, em seguida, distribuir de maneira mais ampla esses recursos.
Segundo a legislação em vigor, há quatro tributos incidentes na atividade de produção do petróleo: bônus de assinatura (3), royalties (4), participações especiais (5) e taxa de ocupação e retenção da área (6).

Até a Lei do Petróleo, os royalties eram a principal fonte de arrecadação. Mas a alíquota cobrada era relativamente pequena: apenas 5%, e ainda assim cobrada somente da produção em terra. Costume proveniente da época em que a produção se encontrava basicamente nas terras do Recôncavo baiano.

A referida Lei elevou essa alíquota para 10%, além de estender a cobrança para os campos marítimos, permitindo à ANP reduzi-la até 5%, em casos de manifesta dificuldade produtiva de um campo. Quando a ANP constatar, por outro lado, produção anormalmente grande em campo petrolífero, ou de alta rentabilidade, ela estabelecerá a “participação especial”, através da qual o Estado chega a se apropriar de 40% da renda gerada pelo petróleo.

Grande foi o impacto das modificações tributárias nas contas públicas. Em 1997, imediatamente antes da Lei 9.478, o montante de royalties recolhido era de R$190 milhões. Não existia “participação especial”. Em 2005, os royalties chegaram a R$6,1 bilhões e as participações especiais a R$7,0 bilhões. O Estado recolheu, da renda gerada pela produção de petróleo, em 2005, R$ 13,1 bilhões, 6.900% a mais que em 1997. Naturalmente, esse crescimento vertiginoso decorre de vários fatores. Entre eles, os novos tributos, o aumento da exploração e produção e a subida dos preços do óleo.
Vale salientar que nenhuma atividade produtiva no Brasil apresentou igual, ou próximo, incremento de arrecadação. A manutenção dos elevados preços e os recentes sucessos exploratórios indica que os recolhimentos devem continuar crescendo a um ritmo, talvez, um pouco menor, nos próximos dois a três anos.

Esse montante, hoje oscilante em torno de R$13 bilhões por ano, é distribuído por 790 municípios, cinco estados e a União, representada pelos Ministérios de Minas e Energia, Ciência e Tecnologia, Meio Ambiente e Defesa (Marinha). O total dos repasses das participações governamentais, desde 1998, chegou a R$ 50,532 bilhões. Alguns surtos desenvolvimentistas – como o do Norte Fluminense, o do entorno de Santos e do Espírito Santo, a recuperação econômica do Recôncavo e a riqueza do município de Coari, no meio da Amazônia – são decisivamente beneficiados pelo crescimento das atividades petrolíferas e pelos repasses dos recolhimentos das “participações” para esses municípios.

DESAFIO DE NOVOS PROGRAMAS:
GÁS, ÁLCOOL E BIODIESEL

Em período mais recente, assumiram importância superior no país a produção e o fornecimento do gás natural, do álcool combustível e do biodiesel. O governo atual tem trabalhado intensamente nessas três frentes.

A demanda de gás aponta para patamares de 46,3 milhões de m3/dia, somente para as termoelétricas em 2010, quantidade superior à das vendas das 18 distribuidoras regionais de gás canalizado (41,9 milhões de m3/dia). Problemas de diversas naturezas são equacionados e discutidos no Congresso Nacional. Entre eles: 1) o fornecimento do gás, sua importação e produção local, 2) a construção de dutos, 3) a autorização, concessão ou o regime misto para o transporte dutoviário de gás, 4) as condições para o livre acesso aos dutos e 5) a relação entre mercados firmes e secundários. Enquanto essas questões são discutidas no Congresso, no processo de elaboração de uma Lei do Gás, opera-se o gasoduto Brasil-Bolívia, Gasbol, quase no limite de sua capacidade (30 milhões de m3/dia) – “imerso” agora em novas negociações entre essas duas Nações amigas.

Apesar de a Petrobras se preparar para disponibilizar em 2008 mais 12 milhões de m3/dia de gás, provenientes do campo de Mexilhão, na bacia de Santos, alguns “gargalos” a desafiam, como o do gasoduto do Nordeste, o Gasene, cujo maior trecho (900 Km) ainda não tem licença ambiental, e nem ainda foi solicitada à ANP.

Com originária motivação política, também entrou na pauta econômica sul-americana, a partir do início de 2006, um grande projeto energético e integracionista: a construção de um imenso gasoduto que sairia da Venezuela, cortaria todo o Brasil e chegaria à Argentina – o Gasoduto do Cone Sul. Os presidentes das três Nações – Venezuela, Brasil e Argentina – encaminharam a feitura de estudos para que, a partir do segundo semestre de 2006, haja uma avaliação mais precisa da viabilidade técnica desse grande empreendimento.

A obra em cogitação teria grande significado para a integração sul-americana e para o desenvolvimento futuro dessa região. Os números envolvidos são vultosos. Dependendo do trajeto a seguir, a extensão do duto poderia chegar a 9,7 mil quilômetros, sua linha-tronco teria 6,6 mil quilômetros, sua capacidade de transporte de gás seria da ordem de 150 milhões de m3/dia (cinco vezes mais que o Gasbol) e seu orçamento atingiria US$23 bilhões, algo em torno de R$50 bilhões. Parece uma obra faraônica, mas como lembrou um de seus idalizadores, Darc Costa, ex-diretor do BNDES, “também Itaipu, quando foi projetada, era considerada uma loucura” (7).

O consumo de álcool combustível, sobretudo a partir de 2005, também experimentou crescimento incomum, entre outras razões pela avultada venda de veículos bicombustíveis, (flex-fuel), que ultrapassou os 50% do total das vendas de carros no país. Mais de 16 bilhões de litros de álcool saíram das usinas brasileiras, o dobro da produção no auge do Pró-álcool.
A ANP foi convocada, por decisão governamental, a regular e fiscalizar o álcool. Tarefa que assumiu, enquanto o governo toma providências para tratar, na legislação brasileira, o álcool combustível, como combustível que ele é.

A perspectiva aberta para o Brasil, na produção do álcool combustível, é ampla. Com a tradição do Pró-álcool, único programa mundial de substituição da gasolina a mostrar viabilidade, o Brasil concentra nesse terreno vantagens comparativas colossais. O álcool produzido pelos americanos a partir do milho – com produção de 10 bilhões de barris – é cinco vezes mais caro por unidade que o nosso álcool, à base da cana de açúcar. Nossa eficiência tecnológica igualmente é muito grande. E a nossa área cultivada – 5,5 milhões de hectares plantados de cana – não só é de uma vastidão incomparável, como ainda comporta alargamento.

Na medida em que o consumidor ganhe confiança de que o etanol terá seu fornecimento assegurado, a demanda crescerá e será segura. Por essa razão órgãos do governo, como o Ministério de Minas e Energia e a ANP, estudam como estruturar a garantia prioritária do fornecimento do etanol ao mercado interior. O potencial que se apresenta é enorme. Se já ultrapassamos um milhão de carros bicombustíveis no país, em dez anos esse número poderá chegar a oito milhões e nossa produção de 14 bilhões de litros por ano deverá passar a 26 bilhões. Os 5,5 milhões de hectares plantados de cana-de-açúcar deverão ser acrescidos de mais 1,8 milhão (8).

O caso do biodiesel é particularmente expressivo e pode confirmar a liderança do país em matéria de combustíveis verdes. Sua tecnologia da produção já era conhecida no Brasil há cerca de cinco décadas e a primeira patente mundial de processo produtivo foi registrada em 1980. Entretanto, o biodiesel até então não saíra do ambiente laboratorial. O governo do presidente Lula estabeleceu como meta a introdução do biodiesel na matriz energética brasileira e passou aos encaminhamentos práticos: um Grupo de Trabalho Interministerial foi constituído em 2 de julho de 2003, muito trabalho preparatório foi desenvolvido, ações e estudos foram realizados.

A ANP providenciou o marco regulatório do biodiesel e, finalmente, em 6 de dezembro de 2004 foi oficialmente lançado, com a participação do presidente da República, o Programa Nacional de Produção e Uso do Biodiesel. Esse programa projeta metas e medidas que visam introduzir gradativamente esse combustível em nossa matriz energética. O arcabouço legal para esse Programa foi consolidado com a aprovação, em 13 de janeiro de 2005, da Lei 11.097. A partir dela fica estabelecido que o diesel vendido no Brasil, oito anos após a publicação dessa lei, deverá ter um percentual obrigatório de 5% de biodiesel, garantindo – em uma fase de transição que começará três anos após essa publicação – um percentual obrigatório de 2% do biodiesel. Esse programa energético, econômico e social do biodiesel é audacioso. Para o atendimento do B2 – 2% de biodiesel, no diesel a ser vendido no Brasil –segundo estudos, é necessário o cultivo de 1,5 milhão de hectares com oleaginosas diversas, aproximadamente 1% dos 150 milhões de hectares disponíveis para a agricultura no Brasil, excluindo pastagens e florestas (9). A quantidade de biodiesel, por ano, que o B2 exigirá, chegará a 800 milhões de litros. Haverá espaço para a participação do agronegócio e da agricultura familiar.

Com o objetivo de desencadear o processo prático de produção do biodiesel o Grupo Gestor do Programa concebeu duas idéias básicas: o Selo Combustível Social e os Leilões de Biodiesel. A empresa que seguisse as Instruções Normativas do Ministério do Desenvolvimento Agrário e incorporasse agricultura familiar em sua cadeia de fornecimento de matéria prima, teria facilidades de financiamento no BNDES, mormente tributárias e poderia participar dos Leilões de Biodiesel que a ANP passaria a fazer – vendendo assim sua produção, antecipadamente, a ser entregue no curso de um ano.

Dessa forma, a ANP promoveu, em novembro de 2005, o primeiro leilão de biodiesel do Brasil. Não há conhecimento de nenhum outro leilão desse combustível efetuado no mundo. Foram adquiridos 70 milhões de litros de biodiesel. Em março, foi efetuado o 2o leilão no qual foram comprados 170 milhões de litros. E já está em pauta a execução do terceiro leilão, com a esperança de se comprar algo próximo a 500 milhões de litros. A incorporação da agricultura familiar nesse projeto é uma grande vitória de inclusão social (10).

Haroldo Lima é Diretor-Geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. É do Comitê Central do PC do Brasil. O presente artigo é um capítulo de um trabalho maior em fase final de elaboração.

Notas
(1) Antes do “primeiro choque”, de 1973, o barril do petróleo custava US$ 2,49. Depois do “segundo choque”, em 1979, passou a US$ 30.
(2) Nota Técnica ANP 20, junho de 2005.
(3) O bônus de assinatura corresponde ao montante ofertado pelo vencedor no leilão para obtenção da concessão e não pode ser inferior ao valor mínimo fixado pela ANP no edital de licitação. Segundo o decreto 2705/98, o bônus de assinatura deve ser pago integralmente, em parcela única, no ato de assinatura do contrato. O lance vencedor do leilão de concessão pode ser um dos critérios para a definição do consórcio vitorioso na licitação.
(4) Os royalties constituem uma compensação financeira à União, incidente sobre o valor total da produção de óleo e gás. Devem ser pagos mensalmente, correspondentes a cada campo. O valor da produção é obtido multiplicando-se os volumes (de petróleo e gás produzidos no campo durante o mês) pelos preços de referência relativos àquele mês.
(5) As participações especiais são compensações extraordinárias pagas ao governo em casos de grande volume de produção ou de grande rentabilidade, com relação a cada campo de uma área de concessão. A apuração deste imposto é feita pela aplicação de alíquotas progressivas, que podem ir de 20%, a 30%, 35% e até 40%, sobre a receita líquida da produção trimestral de cada campo, isto é, a receita bruta, deduzidos os royalties, os investimentos exploratórios, os custos operacionais, a depreciação e os tributos legais. Tais alíquotas dependem da localização da lavra, do número de anos da produção e do respectivo volume trimestral de produção fiscalizada.
(6) O valor unitário é fixado em Reais (R$) por km² ou fração e varia dependendo da fase ou período em que se encontra a concessão, valor este pago anualmente.
(7) Comumentemente a construção de gasodutos é sempre obra de dimensões consideráveis. O gasoduto Trans-Siberiano que uniu a Rússia e a Europa tem mais de seis mil milhas e o gasoduto em construção nas ilhas de Salkhiline, no extremo leste russo, tem 2.000 km, a ser feito em condições climáticas e de solo extremamente difíceis. Pelo menos quatro vezes mais longo é o gasoduto projetado para trazer o recurso do Alaska para os EUA, sem passar pelas reservas naturais de proteção ambiental.
(8) Entrevista do ministro da Agricultura Roberto Rodrigues em O Estado de São Paulo, 08.11.2005.
(9) Texto de lançamento do Programa Nacional de Produção e Uso do Biodisel.
(10) A Petrobras anunciou, nas últimas semanas, estudos proveitosos desenvolvidos a respeito do H-bio, um biodiesel confeccionado através da inserção de óleo vegetal no processo de refinação do diesel, a ser hidrogenado. Uma experiência prática vitoriosa já foi feita na Refinaria Gabriel Passos, em Betim e outra está programada para a Repar, no Paraná. Trata-se de um projeto complementar do projeto do biodiesel.

EDIÇÃO 85, JUNHO, 2006, PÁGINAS 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30